О некоторых закономерностях распределения различных типов нефтей в девонских отложениях Западной Башкирии и прилегающих районов
А.К. КАРИМОВ
В связи с открытием все большего количества нефтеносных структур в Башкирии и прилегающих районах становится очевидным значение выявления закономерностей распределения нефтей в недрах этой территории. Знание этих закономерностей оказало бы известную помощь в определении направлений дальнейших нефтепоисковых работ.
В настоящей работе излагается вопрос о закономерном изменении свойств нефтей в девонских отложениях в пределах указанной территории.
Основным фактическим материалом для данной работы послужили удельный вес, содержание серы, бензиново-керосиновых фракций и смолистых веществ, а также содержание ароматических углеводородов во фракциях с пределами кипения 95-122° и 122-150°.
Углеводородный состав является важнейшим показателем при геохимической характеристике нефтей [1]. Существующие методы определения группового углеводородного состава дают удовлетворительные результаты при изучении сернистых нефтей восточных районов только для фракций до 150°, причем наиболее надежно определяется в них содержание ароматических углеводородов.
При анализе вышекипящих фракций вследствие значительной насыщенности их сернистыми соединениями и по другим причинам получить сопоставимых результатов не удается. Поэтому для сопоставления углеводородного состава различных нефтей нами использовано только содержание ароматических углеводородов в указанных фракциях (95-122° и 122-150°).
Большинство параметров для нефтей различных площадей, приведенных в настоящей работе, представляет собой среднеарифметические значения данных анализа проб нефтей из ряда скважин по каждой площади и горизонту.
Известные промышленные скопления нефти в Западной Башкирии и в смежных районах приурочены в основном к песчаным пластам ДIV, ДIII и ДII живетского яруса и к пласту ДI пашийских слоев нижнефранского подъяруса, причем наиболее крупные залежи обнаружены в пластах ДI и ДIV.
Пласт ДI имеет широкое распространение в рассматриваемых районах, и к нему приурочено значительное количество известных промышленных залежей нефти. Это в известной степени облегчает задачу прослеживания изменения свойств нефтей по данному пласту (табл. 1 и рис. 1 и 2).
Из табл. 1 и рис. 1 и 2 можно заметить, что на фоне распространения довольно тяжелых и высокосернистых нефтей на обширной территории между пунктами Султангулово-Черемшан-Елабуга-Куеда-Нуриманово выделяется район центральной и юго-восточной частей Татарского свода, где залегают более легкие нефти. Нефти этого района отличаются от нефтей других районов рассматриваемой территории почти по всем параметрам.
Кроме того, в пределах Татарского свода в направлении с северо-запада на юго-восток имеет место тенденция к постепенному изменению свойств нефтей: к уменьшению удельного веса, понижению содержания серы, повышению бензинового потенциала, а также к возрастанию содержания в легких фракциях ароматических углеводородов. Иными словами, в указанном направлении степень метаморфизации нефтей [1, 4] повышается.
Некоторое исключение составляет нефть пласта ДI Шкаповской площади, плотность которой выше плотности нефтей, залегающих в аналогичном горизонте северо-западнее Шкапова.
Наиболее тяжелые и высокосернистые нефти в песчаниках пашийских слоев приурочены к Бирской седловине и Башкирскому своду.
Кроме того, характерной особенностью нефтей терригенного девона этих районов является низкое содержание ароматических углеводородов в их легких фракциях. И, наконец, по многим параметрам намечается близость к ним нефтей Султангулова, Елабуги, а также северо-восточной и юго-западной частей Татарского свода.
Пласт ДII Промышленных скоплений нефти, приуроченных определенно к этому пласту, известно немного. Характеристика нефтей пласта ДII приведена в табл. 2.
Из таблицы видно, что нефти пласта ДII по свойствам мало отличаются от нефтей пласта ДI соответствующих площадей. Имеющиеся немногочисленные данные показывают, что в рассматриваемом пласте намечается аналогичное с пластом ДI изменение нефтей в направлении с северо-запада на юго-восток.
Пласты ДI, ДIV. В Башкирии на территории от Шкапова до Серафимовки разведано несколько промышленных залежей нефти в песчаниках пласта ДIV (Шкапово, Аксаково, Стаханово, Константиновна и Леонидовка). В пределах юго-восточной Татарии в песчаниках ардатовских слоев также обнаружено несколько небольших, но промышленных залежей (Бавлы, Ромашкино и Акташ). Приуроченность этих залежей к ДIV или ДIII пока носит дискуссионный характер; тем не менее есть все основания рассматривать их совместно с нефтями пласта ДIV Западной Башкирии.
Все эти месторождения приурочены к центральной и юго-восточной частям Татарского свода. В других районах рассматриваемой территории в аналогичных горизонтах промышленных скоплений нефти в настоящее время не обнаружено.
Об изменении свойств нефтей ардатовских слоев дают представление табл. 3 и рис. 3 и 4.
Согласно данным таблицы в пластах ДIII и ДIV также имеет место закономерное изменение свойств нефтей в направлении с северо-запада на юго-восток, т.е. от Акташа на центральной части свода до Шкапова на его далеком юго-восточном погружении. При этом по рассматриваемому горизонту указанная закономерность прослеживается особенно отчетливо, почти без отклонений.
Таким образом, можно сделать два основных вывода.
1. На всей обширной площади, охватывающей территорию между пунктами Султангулово-Черемшан-Елабуга-Куеда-Нуриманово (в некоторых направлениях, вероятно, дальше, например Нурлат), к песчаникам терригенной) разреза девона приурочены близкие по многим параметрам тяжелые, высокосернистые и смолистые нефти (Султангулово, Радаевка, Черемшан, Елабуга, Чекмагуш, Каргалы, Орьебаш, Куеда, Югомаш, Нуриманово и др.). Но в районе центральной и юго-восточной краевой частей Татарского свода имеется площадь от Поповки в Татарии до Шкапова в Башкирии (возможно, дальше на юго-восток или юг), где нефти заметно отличаются более повышенной степенью метаморфизации.
2. На профиле Елабуга-Шкапова наблюдается тенденция к постепенному повышению степени метаморфизации нефтей (по всем пластам терригенного разреза девона) в направлении с северо-запада на юго-восток, в сторону погружения пластов.
Возникает вопрос: чем объяснить описанный порядок распределения различных нефтей в девонских отложениях указанной территории?
Здесь нельзя не остановиться на недавно опубликованной статье В.Ф. Раабена [7], который считает, что к сводовым зонам платформы приурочены легкие нефти, а к впадинам - тяжелые, высокосернистые и смолистые нефти. Подобное распределение нефтей он объясняет тем, что при формировании месторождений в силу гравитационных явлений легкие нефти устремились в возвышенные участки структур, а тяжелые нефти оставались во впадинах.
Прежде всего, вряд ли правильно утверждение о том, что повсюду легкие нефти приурочены к сводам и тяжелые к впадинам. Так, нефть Нуримановской площади, находящейся на Башкирском своде, значительно тяжелее, содержит больше серы и смол, чем нефть Культюбинской площади, расположенной за пределами свода, или чем нефть Орьебашской площади в Бирской седловине. Другой пример: нефть пласта ДIV Шкаповской площади несравненно легче ромашкинской, хотя последняя приурочена к центральной-наиболее возвышенной- части свода, а первая к его краевой части и залегает по абсолютным отметкам на сотни метров ниже, чем в Ромашкине.
Далее физически трудно представить себе возможность разделения нефти в процессе формирования залежей, как это следует из статьи В.Ф. Раабена, на легкую и тяжелую нефти. И, наконец, совершенно непонятно, почему бензиновые фракции нефтей сводов часто богаче ароматическими углеводородами (см., например, рис. 2 и 4) по сравнению с аналогичными фракциями нефтей впадинных зон, если распределение различных нефтей на платформе происходило так, как описывает В.Ф. Раабен. Все это показывает, что, хотя внешне предположения указанного автора кажутся правдоподобными, однако более тщательное изучение состава и свойств нефтей различных районов и горизонтов говорит не в их пользу.
Указанный порядок распределения нефтей в девоне можно объяснить возможностью существования региональной миграции легких высокометаморфизованных нефтей с юга и юго-востока на север и северо-запад, в частности на Татарский свод. Смешение этой легкой нефти в различных месторождениях и в различных соотношениях с тяжелыми нефтями, образовавшимися повсюду в отложениях терригенного девона Западной Башкирии и прилегающих районов, могло привести к наблюдаемому разнообразию девонских нефтей, а также к закономерному изменению состава и свойств нефтей с юго-востока на северо-запад.
Кроме горизонтальной миграции, одновременно могла существовать вертикальная миграция, точнее постепенное проникновение регионально мигрирующей нефти из нижних девонских горизонтов в вышележащие. Допуская в этом районе возможность подобной миграции флюидов, 3.Л. Маймин указывает [3], что «вследствие частого перехода глин в алевролиты пористые породы не имеют надежных изолирующих перекрытий в пределах живетско-пашийских слоев, если иметь в виду значительную площадь их распространения, и сообщаются между собой, представляя в общем случае единый резервуар».
Примером в пользу приведенного положения может служить наличие «литологических окон» и участков перетока нефти и воды между пластами ДI и ДII на Туймазинской площади.
Некоторым доводом в пользу существования горизонтальной и вертикальной миграции в указанных районах может служить, по нашему мнению, и количественное распределение здесь основных масс нефти.
Во-первых, именно в районе Татарского свода, прежде всего в его центральной, наиболее приподнятой части, расположены известные крупнейшие скопления нефти. Это обстоятельство вполне согласуется с предположением о наличии региональной миграции сюда нефти из впадинных областей.
Во-вторых, ряд крупных залежей нефти приурочен к юго-восточной присводовой и краевой частям того же свода, что, возможно, является следствием существовавшей региональной миграции нефти прежде всего здесь.
В-третьих, представляет интерес количественное распределение нефти по горизонтам в направлении предполагаемой миграции. Так, основные массы нефти в районе Шкаповской группы месторождений приурочены к пластам ДIV и ДI. В районе группы Серафимовских поднятий основные массы нефти, находятся в ДI но одновременно значительные залежи имеются в пластах ДIV и ДII. В районе Туймазинского вала основные массы нефти залегают в ДI, значительные количества ее имеются в ДII и лишь ограниченные количества в ДIII и ДIV. И, наконец, в районе Ромашкинской группы месторождений почти вся нефть сосредоточена в песчаниках пласта ДI и лишь сравнительно небольшие скопления ее обнаружены в нижележащих пластах.
Создается впечатление, что на пути миграции от Шкапова до Ромашкина большая часть нефти перешла из пласта ДIV и через ДIII и ДII в пласт ДI.
В связи со сказанным выше следует отметить, что идеи о региональной миграции нефти в пределах Урало-Волжской зоны высказываются не впервые. Так, в 1954 г. С.П. Максимов высказал предположение, что нефтяные залежи девонских и каменноугольных отложений Самарской Луки образовались в результате миграции нефти с востока на запад [5].
При этом он исходил из того, что в указанном направлении, во-первых, происходит региональный подъем пластов и, во-вторых, постепенное утяжеление нефтей как в терригенной девоне, так п в отложениях нижнего карбона (т.е. то, что имеет место в рассмотренном нами случае). Открытие после опубликования статьи С.П. Максимова высококачественной нефти в отложениях девона и карбона Мухановской площади является существенным доводом в пользу его идеи.
Н.А. Пьянков, исследовавший нефти Пермского Прикамья, установил [6], что нефти здесь утяжеляются с востока на запад. Исходя из этого, он пришел к выводу, что в указанном районе существовала региональная миграция нефти из Предуральской депрессии на запад.
Прослеживание путей миграции нефтей в рассматриваемом районе имеет огромное практическое значение. Однако в силу ограниченности материала, в частности количества пунктов отбора проб нефтей, высказанные нами предположения могут служить лишь первичным и ориентировочным материалом. Поэтому дальнейшее всестороннее и тщательное изучение поднятого здесь вопроса представляет, как нам кажется, значительный интерес.
ЛИТЕРАТУРА
1. Добрянский А.Ф. Геохимия нефти. Гостоптехиздат, 1948.
2. Труды ГрозНИИ. Химический состав нефтей и нефтяных продуктов. ОНТИ НКДП. 1935.
3. Маймин 3.Л. Условия образования нефти и нефтематеринские породы в девонских отложениях Волго-Уральской области. Сб. «Об условиях образования нефти». Тр. ВНИГРИ, вып. 82, 1955.
4. Карцев А.А. О геохимической эволюции нефтей. Новости нефтяной техники, геология, № 5, 1956.
5. Максимов С.П. К вопросу формирования залежей нефти в каменноугольных и девонских отложениях Самарской Луки. Нефт, хоз., № 10, 1954.
6. Пьянков Н.А. О закономерностях в изменении свойств нефтей Прикамья. Нефт, хоз., № 10, 1956.
7. Раабен В.Ф. Об одной закономерности в распределении девонских нефтей Урало- Волжского района. Геология нефти, 1957, № 4.
УфНИИ
Таблица l Характеристика нефтей пласта ДI платформенной части Башкирии и некоторых прилегающих районов
|
Месторождение 1, площадь |
Удельный вес нефти 2, d20 |
Сера, % |
Асфальтены +смолы, % |
Фракций н. к, -300°, % вес. |
Содержание ароматических, % |
|
|
фракция 95-122° |
фракция 122-150° |
|||||
|
Шкапово |
0,870 (10) |
1,81 (8) |
12,3 (5) |
39,5 (9) |
7,2 (4) |
10,3 (4) |
|
Константиновка |
0,839 (4) |
1,33 (5) |
10,0 (3) |
44,2 (4) |
|
- |
|
Серафимовка |
0,846 (23) |
1,36 (18) |
11,5 (15) |
44,4 (22) |
7,2 (14) |
11,7 (14) |
|
Леонидовка |
0,852 (6) |
1,55 (4) |
10,4 (4) |
43,3 (4) |
6,9 (1) |
10,3 (1) |
|
Бавлы |
0,847 (47) |
1,16 (31) |
8,6 (8) |
46,7 (44) |
8,5 (10) |
13,2 (10) |
|
Туймазы |
0,848 (35) |
1,49 (27) |
12,5 (21) |
45,0 (25) |
7,1 (5) |
11,4 (5) |
|
Александровка |
0,847 (7) |
1,42 (7) |
12,6 (7) |
43,3 (5) |
6,8 (4) |
11,0 (4) |
|
Ромашкино |
0,860 (37) |
1,59 (22) |
12,6 (6) |
42,8 (36) |
7,5 (3) |
10,8 (4) |
|
Миннибаево .... |
0,863 (15) |
1,49 (8) |
16,4 (1) |
40,6 (14) |
7,0 (3) |
10,8 (3) |
|
Альметьево .... |
0,863 (11) |
1,60 (8) |
13,3 (4) |
40,7 (11) |
5,5 (2) |
10,1 (2) |
|
Азнакаево .... |
0,869 (14) |
1,87 (8) |
11,7 (2) |
39,9 (14) |
5,9 (1) |
9,9 (1) |
|
Сулеево-Ташлияр |
0,867 (29) |
1,67 (8) |
11,8 (2) |
39,9 (26) |
5,5 (1) |
10,1 (1) |
|
Акташ |
0,865 (21) |
1,53 (3) |
10,3 (1) |
39,6 (21) |
6,0 (2) |
9,5 (2) |
|
Поповка |
0,865 (7) |
1,63 (1) |
- |
38,6 (7) |
5,0 (1) |
9,1 (1) |
|
Елабуга |
0,873 (3) |
1,95 (1) |
- |
36,1 (2) |
3,8 (1) |
7,7 (1) |
|
Чекмагуш |
0,901 (7) |
3,30 (5) |
18,3 (4) |
32,8 (6) |
2,8 (2) |
5,6 (2) |
|
Орьебаш |
0,877 (3) |
2,25 (3) |
11,4 (3) |
34,1 (3) |
2,0 (1) |
3,0 (1) |
|
Югомаш |
0,891 (5) |
2,17 (5) |
14,1 (2) |
35,4 (5) |
3,8 (2) |
6,0 (2) |
|
Куеда |
0,883 (6) |
2,02 (1) |
21,3 (1) |
35,1 (5) |
3,5 (2) |
5,6 (2) |
|
Нуриманово3 |
0,895 (4) |
3,11 (6) |
- |
33,6 (7) |
3,7 (2) |
6,4 (2) |
|
Султангулово . . . |
0,887 (13) |
1,70 (13) |
12,9 (1) |
35,0 (8) |
5,3 (3) |
10,1 (3) |
|
Черемшан |
0,877 (7) |
1,63 (1) |
- |
35,9 (7) |
4,0 (2) |
6,6 (2) |
|
Н. Ибрайкино . |
0,876 (3) |
|
12,1 (2) |
36,2 (3) |
|
|
1. Приведены данные лишь по тем месторождениям, где имеются промышленные скопления нефти.
2. В скобках - число данных, использованных при подсчете среднеарифметических величин.
3. Возраст коллекторов точно не установлен.
Таблица 2 Характеристика нефтей пласта ДII Западной Башкирии и юго-восточной Татарии
|
Месторождение, площадь |
Удельный вес нефти d20 |
Сера, % |
Асфальтены + смолы, % |
Фракций Н.К. -300°, % вес. |
|
Константиновка |
0,836 (11) |
1,08 (3) |
9,0 (7) |
47,0 (6) |
|
Туймазы |
0,853 (38) |
1,51 (29) |
12,6 (19) |
43,4 (27) |
|
Ромашкино |
0,863 (12) |
1,57 (10) |
10,9 (2) |
43,3 (12) |
|
Миннибаево |
0,859 (5) |
1,61 (4) |
~ |
40,0 (4) |
Таблица 3 Характеристика нефтей ардатовских слоев (пластов ДIII и ДIV) в пределах Татарского свода
|
Месторождение, площадь |
Удельный вес нефти d20 |
Сера, % |
Асфальтены+смолы, % |
Фракций н.к. - 300°, % вес. |
Содержание ароматических, % |
|
|
фракция 95-122° |
фракция 122-150° |
|||||
|
Шкапово |
0,815 (11) |
0,62 (11) |
5,3 (9) |
52,4 (12) |
8,5 (5) |
13,0 (5) |
|
Аксаково |
0,812 (2) |
0,75 (2) |
6,9 (1) |
52,0 (2) |
9,1 (2) |
12,9 (2) |
|
Стаханово |
0,828 (3) |
0,78 (2) |
6,1 (2) |
49,1 (3) |
7,6 (1) |
11,2 (1) |
|
Константиновка |
0,834 (10) |
0,98 (3) |
7,9 (5) |
46,9 (6) |
7,0 (2) |
10,5 (2) |
|
Леонидовка |
0,830 (9) |
0,97 (3) |
7,0 (5) |
48,3 (6) |
8,2 (2) |
11,8 (2) |
|
Бавлы |
0,839 (1) |
- |
- |
48,3 (1) |
- |
- |
|
Ромашкино |
0,841 (2) |
0,85 (1) |
7,6 (1) |
43,0 (2) |
5,3 (2) |
10,0 (2 |
|
Акташ |
0,850 (8) |
1,02 (1) |
8,4 (3) |
45,2 (8) |
5,4 (2) |
8,5 (2) |
Рис. 1. Схема изменения нефтей (по плотности) по пласту ДI.
1-числитель - название нефтеносной площади, знаменатель - показатель плотности нефти; 2-границы тектонических зон; 3-изолинии плотности нефтей; I-Татарский свод; II-краевая часть Татарского свода; III-Бирская седловина; IV-Башкирский свод; V-краевая часть Башкирского свода; VI-Предуральский прогиб; VII-моноклинальный склон платформы.
Рис. 2. Схема изменения нефтей (по содержанию ароматических углеводородов в фракции 95-122°) по пласту ДI
1-числитель - название нефтеносной площади, знаменатель - содержание ароматических углеводородов во фракции 95-122°; 2-изолинии содержания ароматических углеводородов (в %); 3-границы тектонических зон; I-Татарский свод; II-краевая часть Татарского свода; III-Бирская седловина; IV-Башкирский свод; V-краевая часть Башкирского свода; VI- Предуральский прогиб VII-моноклинальный склон платформы.
Рис. 3. Схема изменения плотности нефтей по пластам ДIV и ДIII.
1-границы тектонических зон; 2-числитель - название нефтеносной площади, знаменатель - показатель плотности нефти; 3 - изолинии плотности нефти; I-Татарский свод; II-краевая часть Татарского свода.
Рис. 4. Схема изменения нефтей (по содержанию ароматических углеводородов во фракции 95 -122°) по пластам ДIV и ДIII.
I-числитель -название нефтеносной площади, знаменатель-содержание ароматических углеводородов во фракции 95-122° (в %); 2 - изолинии содержания ароматических углеводородов: 3-границы тектонических зон; I-Татарский свод; II-краевая часть Татарского свода.